Master en Energías Renovables y Mercado Energético Energía Solar Fotovoltaica Escuela de Organización Industrial CIEMAT Tema: Sistemas de Bombeo Fotovoltaico Miguel Alonso Abella Faustino Chenlo Romero DEPARTAMENTO DE ENERGÍAS RENOVABLES CIEMAT
Contenido 1. Introducción... 4 2. Aplicaciones de sistemas de bombeo fotovoltaico... 6 3. Descripción del sistema de bombeo fotovoltaico... 6 3.1. Subsistema de generación... 7 3.1.1. Efecto de la variación de la irradiancia... 9 3.1.2. Efecto de la variación de la temperatura... 9 3.2. Subsistema motor-bomba... 14 3.2.1. Motores... 14 3.2.2. Bombas... 16 3.3. Subsistema de acondicionamiento de potencia.... 21 3.4. Acoplo generador-motor-bomba... 23 3.5. Subsistema de acumulación.... 25 4. Configuraciones típicas de sistemas de bombeo fotovoltaico... 26 4.1. Sistemas de bombeo con motores DC... 27 4.2. Sistemas de bombeo con motores de corriente alterna... 29 4.3. Sistemas de bombeo FV con baterías... 30 4.4. Sistemas de bombeo con convertidores de frecuencia... 31 5. Dimensionado de sistemas de bombeo... 33 5.1. Determinación de las necesidades de energía hidráulica.... 34 5.1.1. Necesidades de agua... 34 5.1.2. Determinación de la altura hidráulica de bombeo... 36 5.2. Determinación de la energía solar disponible... 41 5.2.1. Ángulo óptimo de inclinación del generador fotovoltaico.... 41 5.2.2. Mes de dimensionado... 42 5.3. Dimensionado del generador... 42 5.4. Dimensionado del motor... 44 5.5. Dimensionado de la bomba... 44 5.6. Dimensionado de las tuberías... 44 5.7. Consideraciones generales... 45 5.8. Optimización del rendimiento del sistema... 46 5.8.1. Influencia de la temperatura en el acoplo generador - motor... 46 5.8.2. Umbrales de arranque y configuración serie x paralelo del generador FV... 46 5.8.3. Influencia del número de células en serie del generador fotovoltaico... 47 5.8.4. Influencia del tipo de tecnología de los módulos FV... 47 5.8.5. Bombeo con baterías... 47 5.8.6. Influencia de la inclinación, de la orientación y de la localización del generador FV.. 48 5.8.7. Utilización de convertidores DC/DC... 48 6. Instalación.... 50 7. Ejemplo de dimensionado... 51 7.1. Método numérico... 51 7.1.1. Necesidades de agua. Energía hidráulica... 51 7.1.2. Radiación solar disponible, ángulo de inclinación y mes de dimensionado... 52 7.1.3. Dimensionado del generador fotovoltaico... 52 7.1.4. Dimensionado del motor... 53 7.1.5. Dimensionado de la bomba... 53 7.1.6. Dimensionado de las tuberías... 53 7.2. Método gráfico... 53 7.3. Elección de los componentes del sistema... 55 7.3.1. Elección de la bomba... 55 7.3.2. Elección del generador... 55 Apéndice A: Factores de pérdida por fricción... 56 2
Apéndice B: Especificaciones de algunas bombas FV... 58 8. Bibliografía... 58 9. Referencias... 60 Ciemat - Miguel Alonso Abella 3
1. Introducción El bombeo de agua con energía solar fotovoltaica (FV) es una aplicación de especial interés en sistemas aislados. Esta tecnología ha demostrado a lo largo de los años ser un modo efectivo de suministro de agua potable para usuarios y comunidades rurales, así como para aplicaciones agrícolas (irrigación) y ganaderas (abrevaderos). Desde las primeras instalaciones de bombeo FV realizadas[1] en 1978 el número de sistemas instalados en el mundo aumenta rápidamente, algunos estudios[2] indican que mas de 10.000 unidades estaban operativas en 1994 y las previsiones indican que cerca de medio millón de unidades estarán en operación para el año 2010[3]. Cabe destacar la exitosa implementación de numerosos programas de cooperación internacional en el área de bombeo FV como el Programa Regional Solar del Sahel (PRS)[4] donde se instalaron 829 sistemas de bombeo FV para el suministro de agua a comunidades rurales, 641 unidades sumergibles y 188 de superficie, con una potencia FV instalada total de 1258 kwp (se incluyeron además 538 sistemas de electrificación rural) en siete países de la zona subsahariana. Experiencias similares se han dado en Mali[5] (40 sistemas en 1990), India[6] (500 sistemas en 1994, 3.320 en el año 2000) o Filipinas[7] (150 sistemas). Durante la década de los noventa y principios de este siglo la actividad en bombeo FV ha continuado en crecimiento mediante la acción directa de gobiernos, usuarios y compañías instaladoras, como por ejemplo 23 sistemas de bombeo FV en Marruecos (1999), 50 en Gambia (2001), 60 en Argelia[8] (2001), etc... Las ventas de módulos FV a nivel mundial fueron de 70 MWp en 1994 (449 MWp acumulados) de los que un 17% fueron destinados a instalaciones de bombeo FV. Suponiendo un incremento anual del 29%, las ventan aumentaron de 200 MWp en 1999 a 278 MWp en el año 2000, es razonable suponer que el mercada de ventas anuales alacanzará los 8 GWp en el año 2010, de los que un 7% de este volumen estará dedicado al bombeo FV de agua[9,10]. Algunos estudios han demostrado[11] que el bombeo FV puede ser competitivo en relación con la opción diesel, en el rango de los 200 a 1500 m 4 /día 1. Las necesidades básicas de agua para consumo humano (mínimo vital) en áreas rurales de países emprobrecidos se ha estimado en 20 l/día. El sistema FV de bombeo de agua típico tiene una potencia nominal en torno a 1 kwp, suministrando del orden de 30 m 3 /día a 25 metros de altura[12]. Recientemente estos valores se están modificando ligeramente, especialmente en aplicaciones de riego en explotaciones agrícolas alejadas de la red eléctrica, aumentando el margen de competitividad de los sistemas de bombeo FV, debido principalmente al descenso del coste de los módulos FV y a la disponibilidad de sistemas de bombeo de mayor potencia y menor coste, como es el caso de la utilización de convertidores de frecuencia en sistemas de bombeo FV, analizados posteriormente. Todo ello debido a la exitosa implementación de numerosos proyectos de bombeo FV en el mundo y la buena calidad general de las instalaciones FV realizadas en los últimos años. El auge de la demanda de sistemas de bombeo fotovoltaico está siendo favorecido tanto por el incremento en la satisfacción del usuario final, debido al aumento de la calidad y eficiencia de las instalaciones, como por la amortización del sistema a corto plazo (está demostrado que el riego de 2 o 3 Ha. de viñedo con un sistema de bombeo fotovoltaico de 1 kwp de potencia nominal puede aumentar su producción en un 30%, lo que puede suponer un periodo de amortización inferior a tres años). Las demandas actuales para sistemas que pueden ser cubiertas por sistemas FV se sitúan actualmente en el rango de los 20 a 50 m 3 /día a alturas entre 20 y 70 m, aumentando progresivamente siendo ya habitual la instalación[13] de sistemas de mas de 10 kwp. Es posible adoptar distintas soluciones tecnológicas para bombear un determinado volumen de agua a una determinada altura en función de los rangos de potencia (producto altura por caudal) requeridos. En la mayor parte de los casos, la solución más eficiente y económica es usar un sistema de bombeo en el que se conecta un generador fotovoltaico a un conjunto motor/bomba mediante un 1 Una buen indicativo del tamaño y costo es el ciclo hidráulico, que es el producto del volumen diario por la profundidad. En el sistema métrico el ciclo hidráulico tiene unidades de m 4. Por ejemplo, 5 m 3 extraídos de una profundidad de 20 m dan un ciclo hidráulico de 100 m 4. Así mismo, 20 m 3 extraídos de una profundidad de 5 m también dan 100 m 4. En ambos casos la energía requerida es aproximadamente la misma y el costo de estos sistemas es muy similar. 4
determinado dispositivo de acondicionamiento de potencia entre ambos. No es recomendable la utilización de baterías de acumulación siendo preferible la acumulación de energía en forma de energía hidráulica. No obstante se pueden dar determinadas situaciones en las que puede resultar más económico utilizar sistemas de bombeo con baterías, como pueden ser los casos de la existencia de baterías en un sistema de electrificación doméstica en la que el bombeo es uno de los consumos parciales o la imposibilidad de disponer de un depósito de acumulación. La elección de un sistema de bombeo alimentado mediante energía solar fotovoltaica frente a otras fuentes energéticas depende principalmente de factores geográficos y económicos. La experiencia muestra que un proyecto es económicamente factible cuando el ciclo hidráulico no sobrepasa los 1500 m 4. Los sistemas de bombeo diesel o eólicos son más competitivos cuando se requiere un ciclo hidráulico mayor. TIPO DE SISTEMA Manual Solar Diesel COMPARACIÓN ENTRE OPCIONES DE SISTEMAS DE BOMBEO VENTAJAS Bajo costo. Tecnología simple. Fácil mantenimiento. Limpieza. No necesita alimentación. Bajo mantenimiento. Limpieza. Fácil de instalar. Fiable. Larga vida. Sistemas modulares que pueden ser acoplados a las necesidades. No combustible. Inversión de capital moderada. Portátil. Muy experimentadas. Fácil instalación. Tabla 1.1. Comparación entre diferentes opciones de bombeo utilizadas. INCONVENIENTES Mantenimiento regular. Bajo caudal. Consume tiempo y energía que puede se empleado con mayor productividad en otras actividades. Relativamente, alto coste inicial. Producción de agua dependiente de la radiación solar. Mantenimiento a menudo inadecuado, reduciendo su vida. Combustible caro y suministro intermitentemente. Problemas de ruido, suciedad y humos. 60 Volumen diario (m 3 /día) 50 40 30 20 10 0 Eólico (>4.5m/s) Diesel Fotovoltaico Manual 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Altura (m) Figura 1. Gráfico indicativo de selección de la tecnología más apropiada de acuerdo al volumen diario y profundidad de bombeo. Se ha considerado una insolación diaria de 3 kwh/m², un recurso eólico (es decir, la velocidad promedio del viento) de 4.5 m/s y una eficiencia de 7% de los sistemas de Diesel. Ciemat - Miguel Alonso Abella 5
2. Aplicaciones de sistemas de bombeo fotovoltaico Las dos principales aplicaciones de los sistemas de bombeo alimentados mediante energía solar fotovoltaica son: Aplicaciones de riego agrícola. Abastecimiento de agua en zonas rurales. Las necesidades de agua para riego se caracterizan por su gran variación estacional, ya que dependen del tipo de cultivo que se pretenda regar. La demanda de agua puede oscilar entre valores pico de 100 m 3 /día/hectárea en los meses secos hasta volúmenes próximos a cero en los meses de invierno. En áreas agrícolas de países en desarrollo, para el abastecimiento de pequeñas granjas, las necesidades de agua por hectárea son del orden de 1 a 5 l/s, con alturas manométricas superiores a 7 metros. Las bombas de esta capacidad se sitúan en el rango de 150 a 500 W y pueden suministrar agua para regar entre 0.5 y 1 hectáreas, dependiendo del cultivo y del rendimiento de sistema de distribución de agua. El abastecimiento de agua en zonas rurales, bien para consumo humano o de animales de granja, se caracteriza en cambio por una demanda de agua casi constante a lo largo del año. Las necesidades de agua para consumo de animales domésticos oscilan entre los 50 l/día de un caballo hasta los 0.1 l/día para un ave de corral. El consumo humano es más complicado de determinar, ya que éste varía dependiendo del la localización y del estilo de vida. Sin embargo se puede estimar en 20-40 l/día/persona la cantidad de agua para satisfacer las necesidades básicas. Esto supone una potencia hidráulica media de 0.3 Watios, suponiendo un periodo de utilización de 8 horas y una altura de elevación del agua de 20 metros. 3. Descripción del sistema de bombeo fotovoltaico Una instalación de bombeo fotovoltaico está compuesta principalmente por un generador FV, un motor/bomba, un pozo, un sistema de tuberías y un depósito de acumulación. Se puede disponer de un sistema de acondicionamiento de potencia (controladores DC/DC, inversores DC/AC u otros dispositivos electrónicos) de acoplo entre el generador FV al motor, para poder operar motores AC o para incrementar el rendimiento medio diario en sistemas con motores DC que accionen bombas de desplazamiento positivo. El sistema ha de estar debidamente instalado y protegido, utilizando sensores de nivel en el pozo y en el depósito de acumulación para evitar el desperdicio del agua y la operación en vacío (Figura 2). A pesar de que se instalan bombas de superficie o flotantes, la configuración más habitual es un sistema motobomba sumergible instalada en un pozo de sondeo. 6
Generador FV Depósito Hd = Altura dinámica Acondicionamiento de potencia = Hg = Altura geométrica Nivel del suelo Nivel inicial del agua Sensores de nivel Motor/Bomba Pozo Nivel del agua Altura total H=Hg+Hd+ S w S w = Abatimiento Figura 2. Esquema típico de un sistema de bombeo fotovoltaico Los principales factores que determinan la configuración de un sistema de bombeo fotovoltaico son: Las condiciones hidráulicas o La profundidad del nivel del agua en el pozo bajo la superficie. o La altura estática de elevación del agua por encima de la superficie del suelo (por ejemplo hasta un depósito de almacenamiento). o Las pérdidas adicionales de presión en tuberías y accesorios (altura dinámica). La energía suministrada por el generador fotovoltaico a lo largo del día, determinada por la radiación solar y las condiciones climatológicas. De acuerdo con estos factores, se pueden definir varias configuraciones de un sistema de bombeo fotovoltaico: sumergible, flotante, con bomba centrífuga o de desplazamiento positivo, con motor de corriente continua o de corriente alterna, etc. Los componentes esenciales en toda instalación son: Subsistema de generación o generador fotovoltaico. Subsistema motor-bomba. Subsistema de acondicionamiento de potencia. Subsistema de acumulación y distribución. A continuación se describen cada uno de estos elementos. 3.1. Subsistema de generación Un generador fotovoltaico 2 consiste en un conjunto de módulos (formados a su vez por células solares), conectados en serie y/o en paralelo, que transforman la energía solar incidente en energía eléctrica. 2 Se indican en este apartado algunas de las características fundamentales del generador fotovoltaico de interés para el ingeniero de sistemas. Para el análisis de temas mas avanzados se remite al lector a la bibliografía especializada. Ciemat - Miguel Alonso Abella 7
La corriente de salida de un generador es corriente continua y la potencia eléctrica máxima que puede suministrar es variable y depende fundamentalmente de la irradiancia solar incidente y de la temperatura ambiente. Corriente (A) 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 Isc Im Curva PV 0 0.2 0.4 0.6 0.8 Voltaje (V) Pm Vm Curva IV Voc 2.0 1.8 1.6 1.4 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 Potencia (W) Figura 3. Curva característica I-V de una célula solar FV de 100 cm² de área medida en STC (1000 W/m² de irradiancia, 25ºC de temperatura y espectro AM1.5G). Se presenta también la curva de potencia. Tanto una célula, como un módulo o un generador FV se caracterizan mediante su curva I-V, que se puede describir matemáticamente mediante la ecuación (1). I V Figura 4. Circuito equivalente de un dispositivo fotovoltaico V + IR s V + IR I = IL Io exp 1 m vt Rp s (1) donde I L, I o, m, R s y R p son los parámetros característicos 3 para el dispositivo en cuestión: I L es la corriente fotogenerada I o es la corriente de oscuridad m es el factor de idealidad del diodo R s es la resistencia serie R p es la resistencia paralelo v t : voltaje térmico (kt/q, siendo k la constante de Boltzman, k=1.3854x 10-23 JK -1, T la temperatura del dispositivo [K] y q la carga del electrón, q=1.6021x10-19 c). Los parámetros usados habitualmente para caracterizar las células solares, para una irradiancia dada, una temperatura de operación y una determinada área son: Corriente de cortocircuito, I sc, la corriente máxima, a voltaje cero. Idealmente sí V=0, I sc = I L. 3 Se puede considerar que tanto una célula solar, como un módulo, como un generador fotovoltaico pueden caracterizarse por una ecuación como la (1) donde para cada caso los parámetros IL, Io, m, Rs y Rp serán diferentes, aunque existe una relación entre ellos y el número de elementos en serie, Ns y en paralelo Np. 8
I sc es directamente proporcional a la luz disponible. Voltaje de circuito abierto, V oc, máximo voltaje, a corriente cero. V oc aumenta logarítmicamente con la luz irradiancia incidente y disminuye linealmente con la temperatura. Punto de máxima potencia, P m, donde el producto P m = V m x I m alcanza su valor máximo. El factor de forma, FF, es una medida de la calidad de la unión y de la resistencia serie de la célula. VI m m FF = (2) V I La curva I-V de una célula FV depende de sus características constructivas (número y tipo de células) y por las condiciones ambientales (Irradiancia, temperatura y espectro de la radiación). Normalmente los parámetros característicos se dan en unas determinadas condiciones determinadas que permiten la intercomparación universal de distintos tipos de módulos, estas son: Condiciones estándar de medida (STC) definidas por Irradiancia 1000 W/m² Espectro solar AM1.5G (incidencia normal) Temperatura de célula 25ºC Condiciones estándar de operación Irradiancia 800 W/m² Espectro solar AM1.5G (incidencia normal) Temperatura ambiente 20ºC Velocidad del viento 1 m/s La temperatura del generador en las condiciones estándar de operación se denomina TONC (temperatura nominal de operación). La temperatura de la célula depende de la temperatura ambiente y de la irradiancia. Una ecuación aproximada para la estimación de la temperatura de la célula en función de la temperatura ambiente y de la irradiancia es: TONC 20 Tc = Ta + G (3) 800 Siendo, Tc la temperatura de la célula, Ta la ambiente, TONC la temperatura de operación nominal y G la irradiancia 4. 3.1.1. Efecto de la variación de la irradiancia Cuando varía la irradiancia incidente sobre una célula FV se produce un cambio en la corriente y en el voltaje de salida. La corriente de cortocircuito varía linealmente con la irradiancia, mientras que el voltaje de circuito abierto se ve menos afectado, presentando una dependencia logaritmica. 3.1.2. Efecto de la variación de la temperatura El principal efecto del aumento de la temperatura de la célula es una reducción del voltaje de circuito abierto. La corriente de cortocircuito aumenta en una proporción muy pequeña. La variación de los parámetros de célula son diferentes para cada tecnología y para cada fabricante. Parámetro Variación por ºC % de variación por ºC Voc (α) -2.15 mv/ºc -0.36 Vm -2.19 mv/ºc -0.45 Isc (β) 1.20 ma/ºc 0.04 oc sc 4 El símbolo para la irradiancia se puede encontrar referido en la bibliografía como E o como G. Ciemat - Miguel Alonso Abella 9
Im -3.23 ma/ºc -0.10 Pm (γ) -7.08 mw/ºc -0.45 Tabla 5.1. Ejemplo de variación de los parámetros característicos con la temperatura para una célula de 100 cm². Se pueden obtener los de un módulo a partir de los de una célula conociendo Ns y Np. Corriente (A) 4 3 3 2 2 1 1000 W/m², 25ºC 800 W/m², 25ºC 600 W/m², 25ºC 400 W/m², 25ºC 1 0 0 5 10 15 20 25 Voltaje (V) Figura 5. Variación de las curvas I-V de un módulo FV típico con la irradiancia incidente para una temperatura de 25ºC. 3.5 3.0 2.5 25ºC Corriente (A) 2.0 1.5 1000 W/m² 40ºC 55ºC 15ºC 1.0 0.5 0.0 0 5 10 15 20 25 Voltaje (V) Figura 6. Variación de las curvas I-V de un módulo FV típico con la temperatura de operación para una irradiancia constante de 1000 W/m². En las figuras 5 y 6 se presenta la variación de la curva I-V de un generador con la irradiancia y con la temperatura de operación. La corriente de cortocircuito aumenta linealmente con la irradiancia, mientras que el voltaje de circuito abierto disminuye con la temperatura y en consecuencia la potencia máxima disminuye con la temperatura. El rendimiento o eficiencia de conversión fotovoltaica se define como 10
P V I η = m m m g P = radiación GA (4) g donde G es la irradiancia solar y Ag es el área activa del generador. La variación de Isc, Voc y η g con la irradiancia y la temperatura se pueden expresar del siguiente modo: * G * Isc Isc ( T ) * c Tc G α (5) * Isc * Voc = Voc + vt ln β ( T ) * c Tc Isc (6) * ηg = η go 1+ δ ( Tc Tc ) (7) * G * Pm = P 1 δ * ( Tc Tc ) G (8) donde los superíndices * indican los valores en condiciones nominales. α, β y δ son coeficientes de temperatura característicos del generador, definidos como: 1 Isc α = 0.0006 /º C Isc T (9) 1 Voc β = 0.003/º C Voc T (10) 1 FF 0.0015/º C FF T (11) 1 Pm δ = (0.004 0.005) /º C Pm T (12) Es importante tener en cuenta que: La corriente de cortocircuito varía linealmente con la irradiancia incidente Mientras que la variación de temperatura afecta muy poco a la corriente de cortocircuito, la tensión de circuito abierto disminuye con el incremento de temperatura. La potencia máxima disminuye con el aumento de la temperatura de operación, aproximadamente un 4% por cada 10ºC de aumento de temperatura. Algunas ecuaciones que se pueden tener en cuenta a la hora de trabajar con células y módulos fotovoltaicos son las siguientes: Aproximación de Green [14] Dada la ecuación de la curva I-V de una exponencial: V + RSI V + RSI I = IL IO exp 1 Vt RP (13) En V oc e I sc se tiene que: V = 0 I = ISC IL (14) I = 0 I L V = VOC Vt Ln + 1 I0 (15) Las expresiones para el factor de forma, FF, en función de las resistencias serie y paralelo quedan como: Ciemat - Miguel Alonso Abella 11
k FF 0 OC ( k ) Ln + 0, 72 k OC OC + 1 ( ) 0 1 S (16) FF = FF r (17) k FF = FF0 + 0,7 FF k r 1 OC O OC P (18) donde los parámetros normalizados k oc, r s y r p vienen dados por VOC koc = Vt (19) IL0 rs = RS V (20) OC IL0 1 rp RP V OC g P = = (21) Aproximación de Luque [15] La variación de la corriente de cortocircuito y tensión de circuito abierto, V oc, a una temperatura determinada de operación, T c, se puede obtener como: * G * Isc = Isc 1 + α * ( Tc Tc ) (22) G * * Eg * * Tc G T c Voc ( G, Tc ) = Voc ( G, Tc ) + Voc ( G, Tc ) 1 mv ln ln * + t γ * * (23) q Tc G Tc A partir de los valores de V oc (G,T c ) e I sc (G,T c ) se puede calcular el factor de forma como: v t v t v t IscR s FF( G, Tc ) = 1 1 ln V + oc Voc Voc V oc (24) y la variación del rendimiento con la temperatura como * * η( GT, c) = ηo( GT, c ) 1+ δ ( Tc Tc ) (25) donde el parámetro δ es 1 qvm Eg δ = γmk (26) qvm T Eg es la energía del gap y γ un parámetro que depende de la teconología FV (γ 3 para el Silicio cristalino) 3.1.2.1. Conexión serie y paralelo Una célula FV típica genera un voltaje de circuito abierto entorno a los 0.6V y una corriente de cortocircuito que depende del área de célula ( 3A para una célula de 100 cm² de área). Debido a su pequeña potencia, las células se asocian en serie y en paralelo en módulos FV, que además aportan un soporte rígido y una protección contra los efectos ambientales. Un módulo típico consta de 36 células conectadas en serie para dar: I sc 3A, V oc 21V, I m 2.9A, V m 18V y P m 50W.Si la potencia suministrada por un módulo FV no es suficiente para una aplicación determinada se realizan asociaciones serie y paralelo de módulos para formar un generador FV. 12
Cuando las células se asocian en serie, circula la misma corriente a través de ellas, y el voltaje resultante es la suma de los voltajes de cada una. Cuando se asocian en paralelo, por el contrario, se suman las corrientes para cada valor de tensión. Las curvas I-V de un módulo o de un generador FV se pueden obtener a partir de la curva de una célula. Para la conexión en serie, se suman las tensiones y para la conexión en paralelo se suman las corrientes 5. La ecuación matemática que describe la curva I-V de una célula solar,ecuación (1), sirve también para describir la curva I-V tanto de un módulo como de un generador FV, sin más que utilizar los valores adecuados para los parámetros característicos, I L, I o, m, R s, y R p. Si se conocen los parámetros de la célula, entonces los valores para un módulo o generador FV formado por un determinado número de células conectadas en serie, N s, y en paralelo, N p. Pueden calcularse como (donde se supone que todas las células y módulos del generador FV son exactamente iguales, equivalente a despreciar los efectos de mistmatch ): α = N p α c β = N s β c m = N s m c I sc = N p I scc V oc =N p V occ donde el subíndice c se refiere al parámetro de la célula. Un módulo FV es un conjunto de células conectadas en serie y en paralelo. Los módulos FV típicos, utilizados p.e. para cargar una batería de 12V, están formados por 30, 33 o 36 células conectadas en serie. Si se necesita más voltaje o corriente que el que puede producir un módulo, éstos también se pueden conectar en serie y paralelo para obtener los márgenes de tensión, corriente y potencia necesarios. 6 5 36 células en serie de 150 cm² Corriente (A) 4 3 2 1 36 células en serie de 100 cm² 28 células en serie de 100 cm² 0 0 5 10 15 20 25 Voltaje (V) Figura 7. Asociación de células en serie para formar un generador FV. 5 Se está suponiendo que las células son exactamente iguales. En caso contrario se producen efectos de mismatch. Ciemat - Miguel Alonso Abella 13
Diodos antiretorno Diodos bypas I1 + V1 - + V2 - + V3 - + V4 - I2 + V1 - + V2 - + V3 - + V4 - Diodo de bloqueo I3 + V1 - + V2 - + V3 - + V4 - I=I1+I2+I3 Conexión serie Conexión paralelo Generador FV: 4s x 3p V=V1+V2+V3+V4 Figura 8. Conexión serie x paralelo de módulos FV para formar un generador FV. En la Figura 8 se presenta un ejemplo de generador FV compuesto por 4 módulos conectados en serie y 3 en paralelo (4sx3p). Se muestra la posición de los diodos de paso (diodos que presentan un camino alternativo de la corriente en caso de sombreado, evitando la formación de puntos calientes), antiretorno y del diodo de bloqueo (diodo para evitar el flujo de corriente en dirección opuesta). El diodo de bloqueo únicamente es necesario en sistemas con baterías. El generador FV proporciona una tensión que es la suma de las tensiones de cada uno de los módulos conectados en serie, y una corriente que es la suma de las corrientes de cada rama conectada en paralelo. Por ejemplo, si se conectan 12 módulos FV como se indica en la Figura 5 (4sx3p), 3 ramas en paralelo, con 4 módulos en serie en cada rama. Si las características de cada módulo son I m =3.1A, V m =17.2V, entonces para el generador fotovoltaico se tendrá una curva I-V similar a la de la Figura 3, pero con los siguientes parámetros: I m = 3.1 A 3 = 9.3A, V m = 17.2 V 4 = 68.8 V, P m = 53.32 Wp 12 = 640 W p = 0.64 kwp 6. El generador puede trabajar en cualquier punto de su curva I-V pudiendo suministrar una potencia distinta para idénticas condiciones de irradiancia y temperatura, impuesta por el tipo de carga eléctrica de salida. No obstante existe un punto de funcionamiento (I m, V m ) en la curva I-V en el cual la potencia entregada es máxima: es el punto de máxima potencia. En un sistema de bombeo FV se ha de procurar que el punto de trabajo esté lo más cerca del punto de máxima potencia del generador que sea posible. Este hecho se analizará con mayor detalle posteriormente. 3.2. Subsistema motor-bomba El subsistema motor-bomba está formado por un motor que acciona una bomba de agua. En general, los motores pueden ser de corriente continua (DC) o de corriente alterna (AC). Las bombas pueden ser centrífugas o de desplazamiento positivo. Por su situación en el pozo los sistemas motorbomba pueden ser sumergibles, flotantes o de superficie. 3.2.1. Motores Un motor es una máquina que transforma energía eléctrica en energía mecánica. Dependiendo del tipo de alimentación eléctrica, los motores pueden clasificarse básicamente en: 6 La unidad de potencia en el sistema internacional es el Watio (W). Se utiliza el Watio pico (Wp) para indicar que la potencia está dada en condiciones estándar de medida, STC, 1000W/m² de irradiancia, 25ºC de temperatura de célula y espectro AM1.5G. 14
motores de corriente continua (DC) motores de corriente alterna (AC) Dependiendo del tipo de construcción, los motores de corriente continua pueden ser de imán permanente (con o sin escobillas), Serie, Shunt o Compuesta y los motores de corriente alterna pueden ser monofásicos o trifásicos, síncronos o asíncronos. El principio de funcionamiento de los motores es la inducción electromagnética, según el cual una espira por la que circula una corriente eléctrica dentro de un campo magnético está sometida a una fuerza de desplazamiento. 3.2.1.1. Motores DC Las partes fundamentales de un motor de corriente continua son el inductor o estator que es la parte fija de la máquina, el inducido o rotor que es la parte giratoria, el colector que va montado sobre el mismo eje que el rotor y giran simultáneamente y las escobillas que son unos contactos a presión que rozan sobre el colector y tienen como misión la entrada y salida de la corriente del rotor. Los motores de corriente continua se caracterizan por su voltaje, potencia y velocidad nominales y por el par motor. La potencia que puede desarrollar un motor es proporcional al par motor y a la velocidad. El par motor es proporcional al flujo inductor y a la intensidad de carga. La velocidad de giro del motor varía con el voltaje e intensidad de funcionamiento así como con el flujo magnético. Uno de los principales inconvenientes que tienen los motores de corriente continua con escobillas es el desgaste de éstas con el funcionamiento. Aumentando el número de escobillas (de dos a cuatro o más) se puede aumentar considerablemente su tiempo medio de vida. Las tendencias actuales tienden al desarrollo de motores DC sin escobillas, conocidos como motores brushless, de muy alto rendimiento, Los motores DC sin escobillas tienen un rotor de imanes permanentes y un estator bobinado (normalmente a tres fases). La conmutación del campo, realizada por las escobillas en los motores DC convencionales, es realizada en este caso electrónicamente. La electrónica de control puede ir incorporada en el propio motor o ser externa. El circuito de conmutación electrónica constituye una fuente de pérdidas de potencia, pero no mayor que las pérdidas en la resistencia serie de los motores con escobillas. Las ventajas de estos motores estriban en la posibilidad de operar sumergidos reduciendo el mantenimiento por no tener que reemplazar las escobillas y presentar un rendimiento elevado y un grado de fiabilidad semejante al de los motores AC de inducción. Las principales ventajas de los motores DC son: Altos rendimientos No necesitan un inversor En general están bien diseñados para acoplarse directamente al generador FV cuando accionan bombas centrífugas. La utilización de motores DC con escobillas debe evitarse en sistemas sumergibles, ya que requieren mantenimiento regular que implica sacar la bomba del pozo (labor que puede resultar tediosa en grandes sistemas), son más caros que los motores AC y generalmente no se dispone de motores DC de grandes potencias, salvo diseños específicos. 3.2.1.2. Motores AC Debido al gran número de aplicaciones para los que se han estado utilizando durante años se dispone de una gran variedad de motores AC. Su inclusión en un sistema fotovoltaico implica aumentar el coste económico debido a que necesitan la presencia de un inversor DC/AC. Además, se necesitan dispositivos electrónicos auxiliares para proporcionar las altas corrientes de arranque. Sin embargo, los motores AC son, en general, más eficientes y relativamente más baratos, siendo típicamente la mitad del costo de un motor DC de la misma potencia. Los dos tipos básicos de motores AC son motores de inducción asíncronos y motores síncronos. Los habitualmente utilizados en sistemas de bombeo FV son los motores de inducción asíncronos. Ciemat - Miguel Alonso Abella 15
Los motores de inducción poseen pares de arranque muy bajos, siendo adecuados para bombas de bajo par de arranque, como las bombas centrífugas. Los motores AC se componen fundamentalmente de dos partes, rotor y estator, y se caracterizan por su voltaje y potencia nominales, por su velocidad de giro, dependiente de la frecuencia de la tensión de alimentación, y por el par motor. Los motores de corriente alterna tienen un factor de potencia que limita el aprovechamiento de la corriente suministrada, dando lugar a pérdidas adicionales. El par depende de la velocidad y de la corriente. El rendimiento de estos motores depende de la potencia activa de alimentación y de la carga. Si la carga es diferente de la carga nominal, el rendimiento suele decaer bruscamente. Las pérdidas por fricción mecánica contribuyen significativamente a las pérdidas en los motores de alto rendimiento. Para minimizar el mantenimiento y las pérdidas por fricción es aconsejable lubricarlos con grasas de índice de viscosidad cinético independiente de la temperatura, pudiendo reducir las pérdidas por fricción hasta un 60%. Las imperfecciones en el circuito magnético también contribuyen a las pérdidas, si un motor está bien diseñado, éstas deberían se pequeñas. El bajo rendimiento de algunos motores es debido principalmente a las pérdidas en el circuito magnético. Otro factor que contribuye a disminuir el rendimiento es el calentamiento del motor. Cuando la temperatura aumenta, aumentan las pérdidas resistivas y como consecuencia aumenta la temperatura. 3.2.2. Bombas Una bomba es una máquina capaz de transformar energía mecánica en energía hidráulica. Hay dos tipos básicos de bombas: Bombas de desplazamiento positivo o volumétricas Bombas centrífugas. Las bombas de desplazamiento positivo tienen un contorno móvil que, por cambios de volumen, obliga al fluido a avanzar a través de la máquina. Se abre una cavidad en la que el fluido penetra a través de una toma y después se cierra expulsando el fluido por la abertura de salida. Las bombas centrífugas añaden simplemente cantidad de movimiento al fluido por medio de paletas o alabes giratorios. Las bombas centrífugas están diseñadas para una altura manométrica más o menos fija y proporcionan generalmente mayor caudal que las bombas de desplazamiento positivo. Las bombas de desplazamiento positivo son apropiadas para altos incrementos de presión y bajos caudales, mientras que las bombas centrífugas proporcionan caudales elevados con bajas alturas manométricas. Las bombas centrífugas no son recomendables para profundidades de aspiración mayores de 5-6 metros y pueden tener varios estados, el número de estados depende de la altura de bombeo necesaria. H n 1 >n 2 Desplazamiento positivo n 2 n 1 n 2 n 1 Cenfrífuga Figura 9. Comparación entre las curvas características típicas Altura-Caudal de las bombas centrífugas y de 16 Q
desplazamiento positivo a velocidad constante. Las bombas de desplazamiento positivo proporcionan un caudal aproximadamente constante directamente proporcional a la velocidad e independiente de la altura, mientras que las bombas centrífugas proporcionan una curva caudal-altura variable. Las curvas características de las bombas centrífugas permiten relacionar el caudal con la altura generada, potencia absorbida, rendimiento y a veces, con la altura máxima de succión. Una bomba centrífuga puede describirse con elevada precisión mediante las leyes de semejanza, que relacionan la potencia mecánica de entrada a la bomba, P, el caudal, Q, y la velocidad de giro, n. Cuando son aplicadas simultáneamente a un punto de la curva Altura-Caudal, h 1 -Q 1, a una determinada velocidad de giro permiten la obtención de un punto de la curva h 2 -Q 2 a otra velocidad, teniendo en cuenta además que el rendimiento hidráulico puede suponerse constante entre ambos puntos. Se tiene: Q2 n2 = (27) Q1 n1 2 h2 n2 = (28) 2 h1 n1 3 P2 n2 = (29) 3 P1 n1 η2 1 η = (30) 1 Donde los subíndices 1 y 2 representan velocidades diferentes. Aplicando las leyes de semejanza, ecs. (27) a (30), a una curva característica h-q conocida, normalmente el fabricante de bombas suministra la curva h-q de la bomba a una velocidad nominal (correspondiente a 50 Hz o 3000 rpm para un motor de inducción de 2 polos sin considerar el deslizamiento), se pueden obtener directamente las curvas h-q a diferentes frecuencias, tal y como muestra la Figura 10. Cuando la frecuencia se reduce, los puntos de las curvas se mueven a lo largo de curvas cuadráticas con rendimiento constante hacia el origen de coordenadas. 140 120 15% 30% 41% Curvas de Iso-rendimiento 100 45% 46% 48% Altura (m) 80 60 40 f=50hz f=45hz f=40hz f=35hz 45% 32% 20 0 0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 Caudal (l/min) Figura 10. Ejemplo de curvas h-q para una bomba centrífuga a diferentes frecuencias (velocidades) obtenidas a partir de datos de catálogo a frecuencia nominal y aplicando las leyes de semejanza. Se presentan las curvas de Iso-rendimiento. A partir de la Figura 10 se puede obtener la Figura 11 donde se presentan la altura y la potencia absorbida por la bomba a diferentes frecuencias de operación en función del caudal. Para una altura Ciemat - Miguel Alonso Abella 17
determinada, h, a frecuencia nominal, f o, la bomba trabaja en un punto h-q o y absorbe una potencia P o. Si la potencia disponible disminuye, p.e. P 1, entonces la única opción es trabajar en el punto h-q 1 a una frecuencia f 1. Para cada valor de la potencia, para una altura h, existe una única frecuencia de trabajo posible. Altura (m) 120 100 80 60 40 20 0 fo f1 f2 h P fo P f1 P f2 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 Q2 Q1 Qo 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Caudal (l/min) Po P1 P2 Potencia eje bomba (W) Figura 11. Curvas h-q-potencia absorbida en el eje de una bomba centrífuga a diferentes frecuencias de operación. Para una altura manométrica total, h, constante, cuando la potencia disponible decrece la única opción para continuar bombeando agua es disminuir la frecuencia (velocidad de giro). El rendimiento de la bomba varía con la frecuencia tal y como se muestra en la Figura 12. Considerando la operación a una altura constante h, se puede ver como el rendimiento aumenta cuando la frecuencia disminuye para los tres puntos mostrados. Por debajo de una determinada frecuencia la bomba no podría suministrar la altura de trabajo, h. Esto puede servir como indicación de cómo seleccionar una bomba para operación en un sistema FV, si se conoce la altura de trabajo: si se selecciona una bomba para operar en su punto de máximo rendimiento a frecuencia nominal entonces el rango de variación de frecuencia, y en consecuencia el rango de potencia de entrada, será muy estrecho, cerca de los valores nominales. Por tanto los umbrales de irradiancia y potencia de arranque serán elevados y el número de horas de operación durante un día será bajo. Una regla general cualitativa para aplicaciones fotovoltaicas es que, para una altura de trabajo dada, se ha de seleccionar una bomba cuyo punto de operación h-q a frecuencia nominal se sitúe a la derecha del punto de máximo rendimiento. Operando a menores rendimientos a frecuencia nominal y a mayores rendimientos a bajas frecuencias se consigue incrementar el rendimiento medio diario del sistema de bombeo fotovoltaico. 18
120 0.6 fo 100 η f2 0.5 Altura (m) 80 60 40 f1 f2 h η f1 η fo 0.4 0.3 0.2 Rendimiento bomba (%) 20 0.1 0 Q2 Q1 Qo 0.0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Caudal (l/min) Figura 12. Curvas h-q-rendimiento para una bomba centrífuga a diferentes frecuencias de operación. Para una altura dada, en este ejemplo, cuando la frecuencia disminuye el rendimiento de operación de la bomba aumenta. En los diseños convencionales de bombas centrífugas se alcanzan elevados rendimientos para alturas relativamente bajas. Para superar esta limitación se utilizan bombas multiestado formadas por varias cavidades adyacentes que impulsan el agua en serie, consiguiendo bombear a mayores alturas dependiendo del número y tipo de impulsores. Otras ventajas de las bombas centrífugas son su simplicidad, con un mínimo de partes móviles, bajo costo, robustez y tolerancia a los pequeños pares de arranque. Las bombas de desplazamiento positivo, en las que se incluyen las bombas de pistón, bombas de diafragma y de cavidad progresiva o helicoidales, son adecuadas para bombear pequeños caudales de pozos muy profundos. Al contrario que las bombas centrífugas, su característica par-velocidad no las hace adecuadas para operar directamente conectadas a un generador FV. Debido a la necesidad de un par prácticamente constante, necesitan una corriente constante lo que no ocurre en los generadores fotovoltaicos donde la corriente es directamente proporcional a la irradiancia. Por otro lado, si el par de operación se corresponde con la corriente del generador cerca del punto de máxima potencia, entonces, una pequeña reducción de la irradiancia tendrá como resultado una corriente insuficiente para mantener la velocidad de bombeo. El motor/bomba disminuirá el caudal bombeado hasta que se requiera menor corriente. Sin embargo debido a que la característica parvelocidad es relativamente plana, la bomba dejará de bombear cuando la corriente generada descienda de un nivel crítico. Para prevenir que esto ocurra en la mayor parte del día es necesario seleccionar una corriente crítica que esté muy por debajo de la corriente máxima generada por los paneles a lo largo del día. En consecuencia, es necesario sacrificar parte de la potencia del generador dando como resultado sistemas con bajos rendimientos totales. Otro problema para el uso de estas bombas directamente conectadas al generador FV es el elevado par de arranque. Sin embargo, las bombas volumétricas presentan mayores rendimientos que las bombas centrífugas, son prácticamente insensibles a las variaciones de la altura y son auto aspirantes. Las bombas de membrana o diafragma desplazan el agua por medio de diafragmas formadas por un material flexible y resistente. Comúnmente los diafragmas se fabrican de caucho reforzado con materiales sintéticos. En la actualidad, estos materiales son muy resistentes y pueden durar de dos a tres años de funcionamiento continuo antes de requerir reemplazo, dependiendo de la calidad del Ciemat - Miguel Alonso Abella 19
agua. Los fabricantes de estas bombas producen un juego de diafragmas para reemplazo que pueden adquirirse a un precio razonable. Existen modelos sumergibles y no sumergibles. Las bombas de diafragma son económicas. Cuando se instala una bomba de este tipo siempre se debe considerar el gasto que representa la sustitución de los diafragmas una vez cada dos o tres años. Además muchas de estas bombas tienen un motor de corriente continua con escobillas. Las escobillas también deben cambiarse periódicamente. Los juegos sustitución incluyen los diafragmas, escobillas, empaques y sellos. La vida útil de este tipo de bomba es de aproximadamente 5 años. Según la disposición de las bombas en la instalación, éstas se pueden clasificar como: Sumergibles Flotantes de Superficie Las bombas sumergibles suelen utilizarse en pozos profundos de pequeño diámetro y normalmente están directamente al motor. Las bombas flotantes disponen de un flotador que permite su instalación en ríos, lagos o pozos de gran diámetros flotando en la superficie del agua. En general, las bombas flotantes proporcionan mucho caudal pero a poca altura manométrica. Las bombas de superficie se instalan a nivel del suelo facilitando su mantenimiento. No obstante la profundidad de succión no debe exceder de los 8 metros. Las bombas que utilizan agua como lubricante no deben operar en seco ya que se sobrecalientan pudiendo destruirse. Descarga Eje Cubierta Impulsor Figura 13. Bombas centrífugas de superficie (izda.) y sumergibles (dcha.) Figura 14. Distintos tipos de impulsores de bombas centrífugas. Figura 15. Bomba de desplazamiento positivo (membrana) con motor DC. 20
3.3. Subsistema de acondicionamiento de potencia. A una temperatura y nivel de irradiancia, un generador FV tiene una característica I-V. Para maximizar la transferencia de energía, la carga eléctrica debe ser tal que su propia característica I-V intercepte a la del generador FV tan cerca del punto de máxima potencia como sea posible. El papel del circuito de acondicionamiento de potencia es proporcionar al motor/bomba la combinación más adecuada tensión/corriente, a la vez que asegurar que el generador FV opera en su punto de máxima potencia. Los dispositivos de acondicionamiento de potencia pueden ser: Dispositivos de acoplo de impedancia o convertidores DC/DC Inversores DC/AC Baterías El empleo de dispositivos de acondicionamiento de potencia tiene la función de seguir el punto de máxima potencia para transferir la máxima energía posible al motor, se colocan entre el generador y la motobomba y siempre son necesarios en el caso de bombas accionadas mediante motores AC (inversores). En general, la inclusión de estos equipos en el sistema implica pérdidas de potencia por autoconsumo y rendimiento del 4% al 7%, un coste adicional y una fuente potencial de fallos; por ello su uso solamente está justificado si el incremento en la energía hidráulica de salida es considerablemente mayor. El aumento del coste y la disminución de la fiabilidad se ven compensados por el aumento del rendimiento total del sistema. Los convertidores DC/DC, debido a que su propósito principal es mantener tanto al generador como a la carga en su respectivo punto de trabajo óptimo, suelen ser seguidores del punto de máxima potencia (MPPT) y efectúan un ajuste de potencia para incrementar el rendimiento del sistema de bombeo a largo del día. Sus principales cometidos en el sistema son: a) Producir elevadas corrientes para que el motor pueda funcionar a bajos niveles de irradiancia (disminuyen los umbrales de irradiancia de bombeo). b) Maximizar la potencia entregada por el generador fotovoltaico. La misión de los convertidores DC/DC es primordialmente convertir una potencia de entrada P i =V i I i en una potencia de salida P o =V o I o con el mayor rendimiento posible η = P o /P i, ajustando los márgenes de tensión y corriente de entrada y salida. Los convertidores DC/DC pueden pertenecer a dos clases, los que elevan la tensión de salida respecto de la de entrada (Vo>Vi) y los reductores de tensión (Vo<Vi). Muchos de los convertidores DC/DC disponibles no disponen de seguimiento del punto de máxima potencia, si no que su función es la de fijar una tensión de operación del generador FV. Los inversores DC/AC tienen la principal misión de transformar la corriente continua de salida del generador en corriente alterna, apta para su utilización por motores AC. Los inversores de uso en bombeo fotovoltaico generan una salida mono o trifásica con voltaje y frecuencia variables. La variación de la frecuencia de salida permite a los motores operar a velocidades distintas de la velocidad nominal correspondiente a la frecuencia nominal de 50/60 Hz y así disminuir el umbral de irradiancia solar para el arranque de la bomba. Normalmente estos inversores suelen incorporar un seguidor del punto de máxima potencia. Ambas características permiten aumentar el rendimiento del sistema de bombeo FV. El uso de baterías en un sistema de bombeo FV, como sistema de acondicionamiento de potencia, permite fijar un voltaje de trabajo del generador fotovoltaico, lo que hace que el sistema pueda trabajar cerca del punto de máxima potencia e independientemente del nivel de irradiancia y suministrar la corriente necesaria al motor, así como la corriente de arranque. Ciemat - Miguel Alonso Abella 21
Por otro lado, las baterías permiten almacenar la energía sobrante durante las horas de sol para reutilizarla durante las horas nocturnas o en momentos de muy baja irradiancia. De otro modo una bomba alimentada por un generador fotovoltaico suministra agua únicamente durante aquellas horas de sol que superen un cierto valor de irradiancia umbral. La introducción de baterías en un sistema de bombeo puede disminuir su fiabilidad e incrementar las necesidades de mantenimiento regular, es necesario incluir un regulador de tensión para protegerla de sobrecargas o sobredescargas, tienen un tiempo de vida limitado, en general se necesitan diodos de bloqueo para prevenir que la batería se descargue a través del generador durante la noche, además de suponer un coste adicional de la instalación. En general sólo es justificable si el caudal bombeado durante las horas de sol resulta insuficiente para satisfacer la demanda de agua. En este tipo de aplicaciones resulta recomendable el almacenamiento energético en forma de energía hidráulica mediante la utilización de un depósito de acumulación en lugar de utilizar baterías. Figura 16. Ejemplo de sistemas de bombeo utilizando un inversor DC/AC y una bomba centrífuga sumergible (Grundfos SA1500, izda., y SA400, dcha.) Figura 17. Ejemplo de sistemas de bombeo utilizando un convertidor DC/DC y una bomba sumergible de membrana (Shurflo) Figura 18. Ejemplo de sistemas de bombeo utilizando un convertidor DC/DC y una bomba sumergible de membrana, izda., y de bomba centrífuga sumergible con motor sin escobillas, dcha. (Solarjack) 22
3.4. Acoplo generador-motor-bomba En el acoplo de cada uno de los componentes descritos anteriormente, esto es, generador, motor y bomba, se ha de cumplir que la potencia de entrada al motor sea igual a la potencia de salida del generador, lo mismo sucede con el voltaje y la corriente, en consecuencia el punto de operación o punto de trabajo resultante de la conexión de un generador fotovoltaico y un subsistema motor-bomba se obtiene buscando el punto de corte de las curvas I-V características de cada uno de ellos. Uno de los factores que determinan el rendimiento diario de un sistema de bombeo, y que es necesario tener en cuenta en su diseño, son los cambios a lo largo del día de la radiación solar. Estas variaciones están determinadas por el ciclo diario de salida y puesta del sol y por la climatología reinante. La variación de la temperatura de operación supone un desplazamiento hacia la izquierda (si la temperatura aumenta) o derecha (si disminuye) del punto de máxima potencia del generador y es un importante factor a tener en cuenta esencialmente en sistemas que operen a tensión de generador FV constante. Para maximizar la transferencia de potencia eléctrica del generador al motor, el grupo motorbomba y el generador fotovoltaico debe elegirse de tal modo que sus curvas I-V se intercepten lo más cerca posible del punto de máxima potencia del generador fotovoltaico. Dependiendo del tipo de motor y del tipo de bomba, algunos subsistemas se adaptan mejor al generador fotovoltaico que otros. Por ejemplo, como se indica en la Figura 19, las bombas centrífugas o los sistemas con baterías se aproximan bastante bien el punto de máxima potencia del generador, operando en condiciones normales de diseño (curva A). En cambio otros subsistemas, como sucede en el caso de las bombas de desplazamiento positivo, no se adaptan bien al punto de máxima potencia y el rendimiento del sistema es bajo (curva B). En el caso de que el sistema disponga de un seguimiento del punto de máxima potencia (curva C) el acoplo del sistema de bombeo FV con el generador FV es próximo al ideal ya que el punto de trabajo coincide con el punto de máxima potencia del generador FV. 4 3 (B) (A) 3 Corriente (A) 2 2 1 1 (C) 0 0 5 10 15 20 25 Voltaje (V) Figura 19. Características I-V de diferentes cargas acopladas a un generador FV en diferentes condiciones de irradiancia. Para aumentar el rendimiento global del sistema de bombeo se pueden utilizar dispositivos electrónicos que adaptan la impedancia de entrada del motor y permiten seguir el punto de máxima potencia del generador, especialmente en el caso de bombas de desplazamiento positivo. El rendimiento del subsistema motor-bomba determina el tamaño del generador fotovoltaico que es Ciemat - Miguel Alonso Abella 23